Разработка методов обеспечения работоспособности морских нефтегазопроводов в сложных инженерно-геологических условиях арктического шельфа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, доктор наук Лаптева Татьяна Ивановна

• Лаптева Татьяна Ивановна
• доктор наук
• 2019

Оглавление диссертации доктор наук Лаптева Татьяна Ивановна

Введение

Глава 1. Современное состояние проектирования морского трубопровода и методы обеспечения его работоспособности

1.1 Особые условия при проектировании морских трубопроводов в РФ

1.2 Анализ методов обеспечения работоспособности морского трубопровода

Выводы по главе

Глава 2. Разработка метода оценки продольной устойчивости морского трубопровода в вертикальной плоскости

2.1 Исследование устойчивости морских трубопроводов в вертикальной плоскости

2.2 Методологические основы оценки устойчивости морских подводных трубопроводов в вертикальной плоскости

2.3 Вывод расчетных соотношений

Выводы по главе

Глава 3. Разработка метода оценки устойчивости положения (против всплытия) морского трубопровода

3.1 Основные принципы нормирования условий устойчивого положения морского трубопровода (против всплытия)

3.2 Повышение концентрации взвешенных частиц при освоении арктического шельфа

3.3 Метод расчета коэффициента устойчивости положения £нв (против

всплытия) морского трубопровода

Выводы по главе

Глава 4. Обоснование прочности и устойчивости морского трубопровода при наличии мерзлых донных грунтов в транзитной зоне арктического

шельфа

4.1 Расчет напряженно-деформированного состояния морского трубопровода с учетом изменения свойств донных грунтов

4.2 Модели взаимодействия морского трубопровода с донным грунтом при его просадке

4.3 Расчет напряженно-деформированного состояния морского трубопровода на участках возможного протаивания СММП

4.4 Силовое взаимодействие морского трубопровода с СММП при их

промерзании

Выводы по главе

Глава 5. Разработка аналитических методов обнаружения мест возможных утечек в морском трубопроводе

5.1 Проблемы обнаружения утечек из морского трубопровода

5.2 Обоснование применения аналитических методов обнаружения утечек при неустановившемся течении в трубопроводах

5.3 Моделирование процессов образования и обнаружения утечек в морском трубопроводе

5.4 Моделирование потока перекачиваемого в морском трубопроводе

продукта при открытии/закрытии задвижек

Выводы по главе

Глава 6. Оценка экономического ущерба при разгерметизации морского трубопровода

6.1 Риски, связанные с эксплуатацией морского трубопровода

6.2 Оценка максимально возможного экономического ущерба при

разгерметизации морского трубопровода

Выводы по главе

Заключение

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов обеспечения работоспособности морских нефтегазопроводов в сложных инженерно-геологических условиях арктического шельфа»

ВВЕДЕНИЕ

Акутальность темы диссертации

При эксплуатации морского месторождения одним из основных вопросов является выбор способа транспорта добываемых углеводородов (УВ). В настоящее время из двух наиболее распространенных способов - либо танкерами, либо по трубопроводам - предпочтение по ряду причин отдается последнему: морской трубопровод1, в отличие от танкера, дает возможность бесперебойной поставки УВ к берегу независимо от погодных условий, а кроме того, аварии на судах более опасны, чем на трубопроводах [63]. При проектировании и сооружении нефтегазопроводов (далее трубопроводов) необходимо учитывать условия окружающей среды, глубину моря в месте прокладки трубопровода, температуру воды и грунта [254].

Впервые морские подводные трубопроводы были сооружены в Мексиканском заливе в 1940 г. на глубинах от 10 до 20 м [119], протяженность которых на сегодняшний день составляет более 25 тыс. км. Строительство первых газопроводов в Северном море началось в конце 1960 г. [119]. На сегодняшний день норвежская экспортная газовая сеть состоит из более 7,8 тыс. км трубопроводов (30" - 44"): мощность экспортной транспортировки составляет примерно 350 млн м /сут, кроме того существуют несколько тысяч километров небольших внутрипромысловых трубопроводов для транспортировки потоков из скважин. В настоящее время в России шельфовые запасы нефти и газа приходятся на арктические моря: до 87 % начальных суммарных ресурсов углеводородов [304]. По программе «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» [303] первоочередными районами работ на российском шельфе являются Обская и Тазовская губы, северо-восточный шельф Баренцева моря, шельф Печорского моря и Приямальский шельф, и для ее реализации одной из составляющих является создание морской инфраструктуры, включающей морские трубопроводы [119], в том числе промысловые трубопроводы, по которым благодаря

1 В настоящей работе под морским трубопроводом понимается трубопровод, уложенный на морское дно или заглубленный в него.

современным шельфовым технологиям, например, при реализации схемы добычи газа с полностью подводным обустройством необработанный скважинный поток (газ и конденсат совместно с пластовой и конденсационной водой) от скважин подводных добычных комплексов может направляться на сборный манифольд [247], и далее многофазный флюид без какой-либо подготовки транспортируется по трубопроводу на береговые установки подготовки газа и конденсата. В России на сегодняшний день реализованы крупномасштабные проекты сооружения морских трубопроводов на арктическом шельфе: «Северный поток» (1200 км), переходы через Байдарацкую губу (4 нитки по 67 км). Началось строительство газопровода «Северный поток-2»: в октябре 2018 г. приступили к укладке газопровода на германском морском участке; работы по укладке труб планируется завершить не позднее IV квартала 2019 г.

Согласно [237] в процессе освоения углеводородного потенциала арктического шельфового бассейна помимо необходимости разработки необходимого оборудования и дорогостоящих технологий вследствие относительно слабой геолого-геофизической изученности этих акваторий (в сотни раз ниже аналогичных показателей для шельфа Северного моря, Мексиканского залива и ряда других акваторий), удаленности, отсутствия достаточно развитой инфраструктуры, ограниченной продолжительности строительного сезона, суровых погодных условий и сложной ледовой обстановки возникает необходимость разработки специальных методов оценки напряженно-деформированного состояния (НДС) морских трубопроводов.

Таким образом, из изложенного следует, что проблема обеспечения работоспособности морских трубопроводов за счет разработки новых методов оценки их прочности и устойчивости при проектировании, строительстве и эксплуатации актуальна.

Степень разработанности темы. Исследованиям устойчивости морских трубопроводов в вертикальной плоскости посвящены работы В.И. Черникина, Э.М. Ясина, П.П. Бородавкина, С.И. Левина, К.Я. Капустина, М.А. Камышева, В.В. Алешина, В.Е. Селезнева, Ю.И. Горяинова, Г.Г. Васильева. Вопросы

нормирования коэффициента надежности устойчивости положения подводных трубопроводов против всплытия £нв рассматривались подробно С.И. Левиным. Вопросам теплового взаимодействия трубопроводов с окружающей средой посвящены экспериментальные и теоретические исследования В.О. Орлова, Б.Л. Кривошеина, П.И. Тугунова, С.Я. Кушнира, А.И. Горковенко, В.А. Кудрявцева, И.А. Иванова, А.М. Шаммазова, P.M. Зарипова, Ф.К. Хабибуллина, В.А. Чичелова, Г.Е. Коробкова и других. Первые методы обнаружения утечек на основе сканирующих и отрицательных ударных волн были описаны в исследованиях Н.Е. Жуковского. Исследования истечения продукта из сухопутных магистральных трубопроводов были выполнены в работах А.В. Бабкова, А.П. Верёвкина, Е.В. Вязунова, А.А. Гольянова, А.Г. Гумерова, М.А. Гусейн-Заде, П.Г. Киселева, К.А. Забелы, С. К. Кутукова, Л.С. Лейбензона, М.В. Лурье, А^. Мирзаджанзаде, И.А. Чарного, А.М. Шаммазова, В.А. Юфина и других. Тем не менее актуальными остаются исследования в каждой из указанных областей.

Объектом исследования являются морские трубопроводы в процессе проектирования, строительства и эксплуатации в сложных инженерно-геологических условиях арктического шельфа.

Предметом исследования являются методы и алгоритмы решения задач оценки прочности, устойчивости и контроля работоспособности морских трубопроводов при их проектировании и эксплуатации в сложных инженерно-геологических условиях арктического шельфа.

Целью диссертационной работы является разработка методов определения напряженно-деформированного состояния морских трубопроводов, обеспечивающих их работоспособность в сложных инженерно-геологических условиях арктического шельфа.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

- анализ мирового и отечественного опыта проектирования и эксплуатации морских трубопроводов, и оценки их прочности и устойчивости;

- разработка метода обеспечения устойчивого положения (против всплытия) морского трубопровода и обоснование коэффициентов надежности устойчивости положения трубопровода, зависящих от физико-механических характеристик донных грунтов;

- исследование механизмов теплового и силового взаимодействия морского трубопровода с грунтом и обоснование метода определения напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода при наличии субаквальных многолетнемерзлых пород (СММП);

- исследование, обоснование необходимости и разработка метода оценки напряженно-деформированного состояния (НДС) морского трубопровода при морозном пучении и протаивании СММП в транзитной зоне арктического шельфа;

- исследование условий потери устойчивости морского трубопровода в вертикальной плоскости и разработка метода определения необходимой величины его заглубления в морское дно, исключающей его всплытие;

- разработка метода обнаружения утечки транспортируемых углеводородов из трубопровода, основанного на интерпретации волн разрежения, образующихся в полости морского трубопровода при переходных гидродинамических процессах.

Соответствие диссертации паспорту специальности: область исследования соответствует паспорту специальности: 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ, согласно п. 1. Напряженное состояние и взаимодействие с окружающей средой трубопроводов, резервуаров и оборудования при различных условиях эксплуатации с целью разработки научных основ и методов прочностного, гидравлического и теплового расчетов нефтегазопроводов и газонефтехранилищ.

Методы исследования

Решение поставленных задач осуществлялось теоретическими и расчетными методами на основе положений строительной механики, теории упругости, гидродинамики с применением современных программных средств: комплекс ANSYS Mechanical Release 15.0, системы компьютерной математики Maplesoft Maple 2017.1a и WolframMathematica 11.1.

Научная новизна

Впервые в отечественной практике поставлена и решена задача оценки НДС морского трубопровода, обусловленного сложными инженерными и геологическими (геокриологическими, гидрологическими, литодинамическими) условиями обустройства морских месторождений.

Разработаны математические модели, учитывающие тепловое и силовое взаимодействие морских трубопроводов с СММП в транзитной зоне арктического шельфа. Разработаны методы оценки НДС морских трубопроводов с учетом этих явлений в условиях недостаточности информации по инженерно-геологических изысканиям на стадиях предпроектных разработок и обоснований инвестиций. Разработаны программные комплексы для проведения количественной оценки влияния процессов промерзания и протаивания СММП на НДС морских трубопроводов.

Впервые на основе разработанного метода оценки условий потери продольной устойчивости морского трубопровода в вертикальной плоскости для предотвращения этого явления разработан программный комплекс, позволяющий определить необходимую величину заглубления морского трубопровода в морское дно. Выполнена проверка корректности разработанных аналитических зависимостей.

Впервые разработан метод оценки устойчивого положения (против всплытия) морского трубопровода. Получены числовые значения коэффициента надежности устойчивости положения трубопровода в зависимости от физико-механических характеристик донных грунтов.

Получены аналитические зависимости, описывающие переходные гидродинамические процессы при утечках в морском трубопроводе после образования утечек, на основеи которых разработан аналитический метод их оперативного обнаружения, обеспечивающий работоспособность и экологическую безопасность морских трубопроводов на арктическом шельфе.

Для моделирования потока перекачиваемой среды в морском трубопроводе при образовании в нем утечки разработан программный комплекс, который на основе уравнений волн разрежения скорости и давления определяет характеристики (скорость и давление) потока в зависимости от его параметров.

Анализ оценки возможного ущерба при разгерметизации морского нефтегазопровода показывает, что затраты на ремонтные работы по восстановлению его работоспособности значительно превышают стоимость применяемых компенсационных мероприятий, учитывающих особенности арктического шельфа: наличие СММП в прибрежной зоне, увеличение плотности морской воды в результате проведения строительных работ, наличие неровностей морского дна по трассе морского трубопровода.

Достоверность и обоснованность результатов научных исследований обеспечены корректным использованием экспериментальных сведений, расчетно-аналитических методов и методов математического моделирования физических процессов, а полученные результаты коррелируются с фундаментальными положениями строительной механики, теории упругости, гидродинамики.

На защиту выносятся:

1. В области проектирования морского трубопровода:

- математическая модель процесса вертикального выпучивания морского трубопровода, обусловленного осевыми сжимающими напряжениями морского трубопровода, возникающими при наличии неровностей по его трассе;

- аналитические зависимости для определения необходимой величины заглубления морского трубопровода в зависимости от размеров неровностей по трассе трубопровода;

- метод определения коэффициента надежности устойчивости положения трубопровода £нв (против всплытия) морского трубопровода в зависимости от физико-механических характеристик донных грунтов;

- аналитические зависимости, позволяющие оценить изменения планово-высотного положения морского трубопровода, а также НДС трубопровода с учетом его теплового и силового взаимодействия с СММП при их промерзании или протаивании.

2. В области эксплуатации морского трубопровода:

- математическая модель переходного гидродинамического процесса после образования утечки перекачиваемых углеводородов в морском трубопроводе;

- аналитические зависимости оперативного определения места утечки в морском трубопроводе.

Практическая значимость реализации результатов исследований

заключается в разработке метода количественной оценки общей устойчивости системы морской трубопровод - донные грунты, сложенные рыхлыми СММП, в транзитной зоне арктического шельфа. Получены числовые значения коэффициента £нв в зависимости от физико-механических характеристик донных грунтов, позволяющие корректно определять толщину стенки обетонированной части морского трубопровода. Отдельные результаты диссертационной работы используются в учебном процессе кафедры «Освоение морских нефтегазовых месторождений» РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина при изучении дисциплин «Техника и технология сбора и подготовки к транспорту нефти, газа и газового конденсата на морских месторождениях»; «Технические средства для хранения и транспортировки жидких углеводородов в морских условиях», а также в стандартах ПАО «Газпром»: Р Газпром 2-3.7-936-2015 «Техническое диагностирование морских подводных трубопроводов», Р Газпром 2-3.7-11462018 «Защита подводных трубопроводов от ледово-экзарационных процессов в прибрежной зоне на шельфе острова Сахалин».

Апробация результатов работы. Основные положения диссертации докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на «14-ом Российском нефтегазовом конгрессе» (г. Москва, 2018 г.), НТС ООО «ЭКСИКОМ» (г. Москва, 2018 г.), международных научно-технических конференциях «Освоение ресурсов нефти и газа Российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 2006, 2008, 2010, 2012, 2014, 2016, 2018 гг.), международных конференциях «Освоение шельфа России и СНГ» (г. Москва, 2014, 2015, 2016, 2018 гг.), международных технических симпозиумах «Трубопроводный транспорт» (ЯР1, г. Москва, 2013, 2014, 2015, 2016, 2017 гг.), всероссийских научно-технических конференциях «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, г. Москва, 2012, 2016 гг.), международных конференциях БРБ

«Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике» (г. Москва, 2011, 2013 гг.), международных научно-технических конференциях «Газотранспортные системы» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 2013, 2015, 2017 гг.), 5-ом международном топливно-энергетическом форуме «От современных нефтегазовых технологий к стабильному отраслевому развитию, ЭНЕРКОН-2014» (г. Москва, 2014 г.), международной конференции и выставке Института Адама Смита «Нефть и газ Российской Арктики - 2013» (г. Москва, 2013 г.), международной научно-технической конференции «Безопасность морских объектов» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 2007 г.), научно-практической конференции (ИПТЭР, г. Уфа, 2007 г.), 4-й международной конференции «Освоение шельфа: Бизнес-аспекты разработки нефтегазовых месторождений России и каспийского региона» (г. Москва, 2007 г.), II научно-технической конференции «Сварочные и родственные технологии для подводных переходов и морских нефтегазовых сооружений» (Московская обл., 2009 г.).

Личный вклад. Все основные результаты, выводы и положения, выносимые на защиту, получены автором лично. В совместных работах автору принадлежит ведущая роль в разработке общей структуры работы, формировании целостной концепции научного исследования, в постановке задач и теоретических подходах к их решению, обобщении, обработке и апробации полученных результатов, подготовке публикаций по выполненной работе и формулировании выводов.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 68 научных работ, в том числе 11 статей в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, 4 - в изданиях, индексируемых в международной базе SCOPUS, 4 свидетельства о государственной регистрации программы для ЭВМ, 1 монография, 3 нормативных документа организации.

Глава 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МОРСКОГО ТРУБОПРОВОДА И МЕТОДЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕГО РАБОТОСПОСОБНОСТИ

В недрах континентального шельфа России содержатся колоссальные объемы нефти и газа. Первоначальные извлекаемые ресурсы углеводородов (УВ) на континентальном шельфе - более 13 млрд т нефти и около 79 трлн м газа. На арктические моря приходится 87 % начальных суммарных ресурсов углеводородов (НСР) [131, 146].

Наибольшая доля ресурсов - около 62,7 % - приходится на моря Западной Арктики: Баренцево, Печорское и Карское. По объемам разведанных и предварительно оцененных запасов лидируют Баренцево (включая Печорское), Карское моря, по объемам перспективных и прогнозных ресурсов - Карское, Баренцево (включая Печорское), Восточно-Сибирское моря.

Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых учтены запасы УВ на арктическом шельфе, в том числе 6 месторождений, расположенных на шельфе частично (Тота-Яхинское, Семаковское, Антипаютинское, Юрхаровское, Селекаптское - в Тазовской губе) [302]:

- шельф Баренцева и Печорского морей - 11 месторождений, включая 4 нефтяных (Приразломное, Варандей-море, Медынское-море, Долгинское),

I нефтегазоконденсатное (Северо-Гуляевское), 3 газоконденсатных (Поморское, Штокмановское, Ледовое), 3 газовых (Северо-Кильдинское, Мурманское, Лудловское);

- шельф Карского моря (включая Тазовскую и Обскую губы) -

II месторождений, среди которых 2 нефтегазоконденсатных (Салекаптское, Юрхаровское), 2 газоконденсатных (Ленинградское, Русановское), 7 газовых (Антипаютинское, Семаковское, Тота-Яхинское, Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Гугорьяхинское, Обское).

Одновременно с открытием запасов углеводородного сырья на арктическом шельфе возникает задача их транспортировки. Единственный надежный способ транспортировки - это использование морских подводных трубопроводов. Как

показал опыт канадских и американских нефтегазодобывающих компаний, именно отсутствие морских подводных трубопроводов явилось одним из главных факторов, ограничивающих дальнейшее развитие добычи УВ в районах североамериканского арктического шельфа.

В России формирование методов расчета подводных трубопроводов на прочность и устойчивость началось с конца 1950-х гг. в трудах Кулиева И.П., Оруджева С.А., Сафарова Ю.А. [114, 115, 203]. Продолжили развивать это направление в 1970-1980-х гг. Березин В.Л., Бородавкин П.П., Камышев М.А., Капустин К.Я., Левин С.И., Самойлов Б.В., Синюков А. М., Шадрин О.Б. [37, 95, 159]. В начале XXI века вопросами проектирования морских трубопроводов занимались Астафьев В.Н., Бадиков Ф.И., Бородавкин П.П., Васильев Г.Г., Горяинов Ю.А., Гумеров А.Г., Журавлев Г.В., Никитин Б.А., Федоров А.С., Харионовский В.В., Мовсум-заде Э.М., Черний В.П., Ковех В.М., Мастобаев Б.Н., Мастобаев Ю.Б., Мовсум-заде М.З., Силкин В.М., Шаммазов А.М. и другие российские исследователи [13, 14, 18, 35, 36, 53, 62, 63].

Прочностные расчеты морских подводных нефтегазопроводов опираются на рекомендации по их проектированию и строительству [225], основным недостатком которых применительно к морским трубопроводам, проложенным в условиях арктического шельфа, является неопределенность значимых исходных данных для расчета, поэтому проблема совершенствования нормативной базы в данной области по-прежнему актуальна. В качестве первых шагов в этом направлении приняты стандарты [65] и [246].

Гарантия прочности и устойчивости морских трубопроводов следует связывать с правильным определением как отдельных нагрузок, так и их сочетаний [53]: нагрузки от морских течений; ветровые, волновые, ледовые, сейсмические нагрузки, сочетание внешних нагрузок. При расчете трубопроводных систем [95] рассматриваются наиболее неблагоприятные сочетания нагрузок, действующих на всех этапах строительства и эксплуатации трубопровода: при расчете массовых характеристик следует учитывать массу трубопровода (включая покрытие), объем перекачиваемого продукта, плавучесть;

при определении давления - внутреннее давление жидкости, наружное гидростатическое давление и давление грунта для заглубленного трубопровода; при расчете температурного расширения или сжатия - влияние температуры транспортируемого продукта на температуру материала трубы, а также разность температур в период укладки и эксплуатации. На мелководье, где существует опасность пропахивания льдом морского дна и повреждения трубопровода, если величина его заглубления меньше глубины пропахивания дна ледовыми образованиями, трубопроводы рассчитывают на следующие формы разрушения: чрезмерный прогиб трубы, выпучивание ее стенки, усталостное или хрупкое разрушение трубы, чрезмерное разрушение утяжеляющего покрытия (или его потеря), местная потеря устойчивости трубы. Также помимо основных нагрузок [83] выделяют еще и такой фактор, как глубина акватории, являющийся определяющим при рассмотрении возможности разработки шельфовых месторождений. Сочетания этих факторов могут быть самыми различными, более всего осложняющие строительство и эксплуатацию морских трубопроводов.

1.1 Особые условия при проектировании морских трубопроводов в РФ

При проектировании работоспособность морских трубопроводов должна обеспечиваться с учетом повышенных требований, что определяется особыми условиями: достаточно агрессивная морская среда, подводное расположение, воздействия морского волнения, ветра и течений, сейсмичность, сложный рельеф дна, ограниченные возможности подготовки и контроля трассы, затрудненность или невозможность реализации стандартного для трубопроводов регламента обслуживания и ремонтов и т.д.

В [65] указаны требующие изучения геологические процессы и явления (геологические опасности): землетрясения, разжижение грунтов, неустойчивость морского дна, мутьевые потоки, эрозия, просадки грунта, экзарация, рост морских отложений, песчаные волны, обнажения скальных пород, аккумуляция осадков, глубокие впадины [190]. Согласно [299] при проектировании морских трубопроводных систем необходимо учитывать такие геологические объекты и явления, как грунты со слабыми прочностыми характеристиками, подвижные

песчаные волны, валунные поля, экзарационные процессы, коралловые скалы, покмарки (округлые углубления в рельефе дна). В районах повышенной активности геологических процессов предписывается оценить активность грязевых вулканов и покмарок, сейсмическую опасность, сейсмогенные подвижки по разломам, устойчивость склонов, характеристики обломочных потоков и опасность их воздействия на трубопроводы [292].

Переход магистрального газопровода Ямал-Европа через Байдарацкую

губу

В результате инженерно-экологических изысканий [192] в акватории Байдарацкой губы и мониторинга уже эксплуатирующихся ниток газопровода, проводимого с 2011 г. по настоящее время в рамках договоров ООО «Газпром ВНИИГАЗ» с ПАО «Газпром» «Оценка ледовых и литодинамических воздействий на морские газодобывающие и газотранспортные объекты в Байдарацкой и Обской губах и в районе Харасавейского месторождения с учетом временной изменчивости» (2010-2012 гг.), с «ООО «Газпром трансгаз Ухта» «Оценка ледовых и литодинамических воздействий на морские газотранспортные объекты подводного перехода МГ «Бованенково - Ухта» через Байдарацкую губу в период его эксплуатации с учетом временной изменчивости» (2014 - 2017 гг.), были получены уникальные гидрометеорологические данные.

Одной из особенностей условий строительства и эксплуатации перехода магистрального газопровода Ямал - Европа через Байдарацкую губу является сложная и труднопрогнозируемая ледовая обстановка. Она выражается, в частности, в коротком безледовом периоде, сроки которого могут существенно изменяться из года в год.

Второй специфической особенностью является наличие льдин, дрейфующих по акватории относительно мелководной Байдарацкой губы. Крупные льдины задевают за поверхность дна, оставляя на ней глубокие борозды. Данное явление, называемое ледовой экзарацией, представляет большую потенциальную опасность даже для трубопроводов, проложенных в засыпанной траншее. Глубина

борозд может достигать 0,8 м и более, при этом ледовые борозды покрывают практически всю поверхность дна.

В геологическом отношении следует отметить сложное строение поверхностных слоев донных и прибрежных грунтов, где происходит чередование вечномерзлых, сезоннопромерзающих и сезоннооттаивающих грунтов (рисунок 1.1). В прибрежной шельфовой зоне наблюдается разнонаправленное развитие мерзлых толщ - деградация под дном моря на участках абразионных берегов и аградация в мелководной полосе на участках интенсивного современного осадконакопления. В поверхностном горизонте донных отложений субмаринная криогенная толща имеет сложное строение: она представлена охлажденными отложениями, имеющими отрицательную среднегодовую температуру, но не содержащими лед, и мерзлыми отложениями, характеризующимися прерывистым залеганием.

ЕЗ'Ш1 ЕШИ1 тШ' ЕШ^ шшш*

1 - охлажденные толщи; 2 - охлажденные толщи с массивами мерзлых пород; 3 - реликтовые континентально-погруженные мерзлые породы; 4 - реликтовые континентально-абразионные мерзлые породы; 5 - современные мерзлые

породы; 6 - мерзлые толщи суши Рисунок 1.1 - Строение верхнего горизонта мерзлых толщ в прибрежной зоне

шельфа Карского моря

В наибольшей степени это относится к району пересечения береговой линии п-ва Ямал (рисунок 1.2).

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Лаптева Татьяна Ивановна, 2019 год

- /

/

---J-Че /

/

• f

J

/ 7

> . A /

1 го J jy J/

-L

цг ол of6 o,s t,o (г г

Рисунок 1.5 - Графики значений коэффициентов удельной нагрузки от волн ех в

зависимости от относительной глубины

Рхс - скоростная компонента горизонтальной составляющей нагрузки от

волн:

Рхс = УвКвб — £х , Рхт - вертикальная составляющая силы давления от течения:

(1.56)

Рхт = СхУвп

(1.57)

где V - скорость донных течений на возвышении Du от дна; Сх - коэффициент лобового сопротивления при обтекании цилиндра равномерным установившимся потоком жидкости, принимаемый по рисунку 1.6; (Pz)pac4 - расчетное значение вертикальной подъемной силы от воздействия волн и течений:

(Pz)расч = KCHPzcos2(p + PZTcos2 р , (1.58)

где Pz - вертикальная проекция нагрузки от волн, действующих на 1 м длины:

Р z — 5Р х с$х с

(1.59)

где Рхс - скоростная компонента горизонтальной составляющей нагрузки от волн; дхс - коэффициент скоростной компоненты удельной горизонтальной нагрузки от волн; Ргт - вертикальная составляющая силы давления от течения:

V

рг т = сгувпвб — , где Сг - коэффициент подъемной силы, принимаемый по рисунку 1.7.

(1.60)

& 0,4

Ц?

а?

ш1

ю'

ш1

ю

7 а

Рисунок 1.6 - Значения коэффициента лобового сопротивления Сх при обтекании трубопровода равномерным установившимся потоком жидкости

Рисунок 1.7 - Значения коэффициента подъемной силы Сг

Если рассчитанный по (1.52) допустимый вес трубопровода в воде оказывается больше, чем фактический то его следует балластировать надежно прикрепленными к нему через определенное расстояние грузами или сплошным бетонным утяжеляющим покрытием.

Применение сплошного утяжеляющего покрытия или балластировки отдельными грузами с расстоянием в свету меньше полуторной длины груза приводит к необходимости повторной оценки сил волновых воздействий и давления от течения, если предвидится существенное возрастание этих нагрузок при увеличении наружного диаметра трубопровода.

Прибойная зона

В прибойной зоне, границы которой обычно ограничены критической глубиной моря, принимаемой равной полуторной высоте волны, определяемой по наблюдениям или рассчитанной по [243] с учетом деформации волн, перемещающихся из глубоководной зоны на мелководье.

В прибойной зоне трассы морские трубопроводы заглубляются в грунт. При этом под воздействием прибойных волн происходит перемешивание грунта засыпки с водой и возможен его переход в жидкотекучее состояние, которое наступает при влажности супеси 20 - 25 %, суглинков 25 - 35 %, глины 45 - 50 %.

Как показывает практика, разжижение грунтов является одним из наиболее опасных для трубопровода процессов [156]. В результате воздействия динамической нагрузки переход грунта в текучее состояние происходит из-за потери прочности при разрушении структуры независимо от причин трансформации. Разжижение возникает не во всех грунтах, а только в насыщенных влагой, которые характерны для трасс морских трубопроводов [94], и в первую очередь в сыпучих, образованных несвязными и несцементированными отложениями (современными или позднечетвертичными).

Механизм разжижения водонасыщенного грунта заключается в следующем [68, 91]. При динамическом воздействии грунт приходит в движение [48], стремясь к интенсивному уплотнению, которое сопровождается выдавливанием излишней воды из его пор. В процессе этого гидродинамического эффекта частицы грунта теряют свой вес и, как следствие, ослабляется и даже полностью пропадает трение между ними. Вся масса грунта, лишенная трения, приобретает свойства жидкой среды, которая растекается, вызывая всплытие расположенных в ней сооружений, или, наоборот, способствует их погружению. Условие нарушения структуры грунта по В. А. Флорину в общем случае определяется уравнением состояния, которое зависит от пористости, напряжения и собственного веса грунта, а также от действующей на него нагрузки, ускорения колебаний и градиента напора фильтрационного потока, однако, в ряде случаев некоторые из этих многочисленных факторов имеют второстепенное значение. В

настоящее время наиболее разработана фильтрационная теория, объясняющая явление разжижения грунтов. Согласно этой теории для определения границы потери водонасыщенными грунтами своей устойчивости необходимо, во-первых, знать критическое значение интенсивности динамического воздействия, которое характеризуется критическим ускорением акр. Это понятие соответствует критической интенсивности колебаний, при которой грунт, находящийся до этого в стабильном состоянии, начинает снова уплотняться. Вторым важным понятием, которое наиболее трудно определяется, является расчетное ускорение частиц арас в толще водонасыщенного грунта. В качестве критерия возможности перехода песка в разжиженное состояние принимается следующее неравенство фильтрационной теории:

арас => акр . (1.61)

Явление разжижения наиболее опасно в первые годы эксплуатации трубопроводов, пока грунт не уплотнится в достаточной степени. Уплотнение грунта зависит от следующих параметров: волновой энергии (волны малой или умеренной амплитуды повышают сопротивление песчаных грунтов разжижению); гранулометрического состава грунта (с увеличением крупности, а следовательно, и водопроницаемости, уменьшается время их пребывания в разжиженном состоянии; при разрушении структуры небольших слоев крупнозернистых грунтов, например песка, это время так мало, что в них практически не наблюдается проявлений разжижения [85]); глубины воды (мелководье способствует вызываемому волнами уплотнению грунта).

При эксплуатации морских трубопроводов можно выделить две основные причины, способные привести к разжижению грунта: волновые и сейсмические нагрузки.

Волновые нагрузки. Поверхностное волнение генерирует гармонические колебания динамического давления, которое вызывает изменение напряжений сдвига в морском дне. Грунты с достаточно малой плотностью при сдвиге получают дополнительное уплотнение (что ведет к повышению порового давления и разжижению). Грунты средней плотности в результате сдвига после

некоторого уплотнения начинают разуплотняться. При взаимодействии с водой это вначале вызывает повышение порового давления, а затем - его падение. Плотные грунты сразу начинают разуплотняться, что вызывает падение давления в воде и приток жидкости в рассматриваемый объем извне. Таким образом, если проницаемость донного грунта такова, что препятствует полному рассеянию избыточного порового давления, то нарастание избыточного давления поровой воды может, в конечном счете, вызвать разжижение грунта [283].

Возможность разжижения грунта под воздействием волновых нагрузок оценивается сравнением его относительной плотности (залегающий грунт или грунт обратной засыпки) и характеристик волн (высота волны, период спектральных пиков, период волны). Грунт морского дна может подвергаться вызываемому волнами разжижению, если его относительная плотность будет ниже определяемых согласно [307] значений.

Сейсмические нагрузки. На основе данных о сейсмических условиях возможность сейсмонаведенного разжижения грунтов можно оценить следующим образом.

1. Сравнить расчетную относительную плотность с эмпирическими данными о потенциальном разжижении, чтобы оценить возможность разжижения грунта на различных стадиях. Оценка грунта по критериям относительной плотности [327] основывается на приближенном способе оценки потенциала сейсмонаведенного разжижения (устанавливается зависимость между магнитудой землетрясения, относительной плотностью и потенциалом разжижения).

2. Оценить коэффициент безопасности для анализа потенциала разжижения залегающих грунтов на различных участках трубопровода и на разных глубинах. При использовании современного метода оценки сопротивления грунта разжижению [336] потенциал сейсмонаведенного разжижения грунта определяется путем расчета (точного или приближенного) двух переменных: коэффициента циклических напряжений С8Я и коэффициента циклического сопротивления СЯЯ. Параметр С8Я характеризует склонность к сейсмическому разжижению для слоя грунта, тогда как параметр СЯЯ - способность грунта

противостоять разжижению. Потенциал разжижения для слоя грунта оценивается расчетным коэффициентом безопасности ЕБ, который определяется следующим образом:

^ = —. (1.62)

сж

Оценка коэффициента безопасности относительно потенциала разжижения для землетрясения другой магнитуды может быть проведена с использованием следующего уравнения:

М =

скк Л

^ М8Е, (1.63)

7.5

СЖ

где МБЕ - коэффициент масштабного пересчета магнитуды, который может определяться по следующей зависимости:

10224

М8¥ = (1.64)

М 2.56 , V 7

' И

где Мщ - магнитуда землетрясения, рассчитанная по сейсмическому моменту.

Потенциал разжижения грунта по величине коэффициента безопасности классифицируется следующим образом: при ЕБ <1,15 - высокий; при РБ >1,15 -низкий.

Вероятность разжижения грунта зависит от периода времени, прошедшего после укладки трубопровода, и периода повторяемости сейсмической нагрузки. Чем больше времени прошло после укладки трубопровода, тем выше вероятность возникновения приводящих к разжижению грунта условий, к которым, безусловно, относится землетрясение. Вероятность рассчитывается согласно [298]:

Ер = 1 -

'■--О'

V ТЯ)

(1.65)

где Ер - вероятность возникновения; Тк - период повторяемости землетрясений; Ь - время, прошедшее после укладки трубопровода. Вероятность разжижения грунта зависит от периода времени, прошедшего после укладки трубопровода, и периода повторяемости сейсмической нагрузки.

После разжижения грунта трубопровод может всплывать или опускаться вниз [170]. Для оценки потенциала всплытия и погружения трубопровода необходимо сравнить удельный вес трубопровода и разжиженного грунта.

Трубопровод должен рассчитывается таким образом, чтобы его удельный вес в условиях строительства был не ниже оценочного удельного веса разжиженного грунта. Чтобы устранить потенциал перемещения и обеспечить остаточное сопротивление сдвигу, следует определить толщину слоя перекрывающего грунта. Вместе с тем для предотвращения погружения трубопровода в грунт необходимо следить за тем, чтобы удельный вес трубопровода значительно не превышал удельный вес разжиженного грунта.

Минимальная высота перекрывающего слоя над морским трубопроводом, необходимая на случай разжижения грунта после его укладки, рассчитывается с учетом направленной вертикально вверх реакции сопротивления грунта. Сопротивление грунта выпиранию определяется следующим образом [300]:

вы = + NqVrHD , (1.66)

где О - наружный диаметр трубы; И - глубина заложения до осевой линии трубопровода; С - сцепление грунта; р - угол внутреннего трения грунта; Nсу - коэффициент нагрузки, направленной вертикально вверх для глины,

Г Н Л

который равняется 2 при — < 10 и 0 при С = 0; Nqv - коэффициент нагрузки,

V О У

направленной вертикально вверх для песка, равный ((О) ^ Nq и 0 при р = 00; N -коэффициент вертикальной несущей способности грунта при приложении усилия

„(яЧапр), 2

вертикально вниз, определяемый как е rJtg

45 + т

2,

При склонности грунта обратной засыпки к разжижению (если удельная плотность трубы, заполненной продуктом транспортировки, меньше, чем плотность грунта) для предотвращения всплытия, в соответствии с [218, п. 3.4.3], прочность грунта на сдвиг должна быть подтверждена документально как достаточная. Следовательно, в грунтах, которые находятся в состоянии

разжижения (или могут перейти в это состояние), удельный вес трубы, заполненной продуктом транспортировки, не должен быть меньше, чем удельный вес грунта (если требуется заглубление).

Для обеспечения продольной устойчивости трубопровода при необходимости могут применяться следующие меры:

- обратная засыпка трубы неразжижаемым грунтом;

- укладка трубопровода ниже разжижающегося слоя (для устранения любой опасности, связанной с разжижением грунта);

- использование средств балластировки, аналогичных тем, которые применяются при прокладке трубопровода на поймах и в болотах (для противодействия их всплытию).

При этих наиболее неблагоприятных условиях коэффициент надежности кн должен быть не менее 1,1 [65, 292], и следует дополнительно оценивать устойчивость трубопровода согласно:

Ут>кнГг.ут > ки-уг, (1.67)

где ут - объемная масса трубопровода; уг - объемная масса разжиженного грунта, определяемая соотношением:

= сГрУв(1+ир 68)

вгр ЦТ+1 , ( . )

где Огр - удельная масса скелета грунта; Ж - влажность грунта (отношение массы воды, заключенной в порах грунта, к массе его твердых частиц).

Расчет трубопровода на деформацию поперечного сечения (овализацию)

Овальность сечения трубопровода Д определяется как отношение:

Аь = °тах-°т1п • 100%, (1.69)

Во

где Отах, Этт - соответственно наибольшее и наименьшее значения наружного или внутреннего диаметра в данном сечении; 00 - номинальный диаметр трубопровода.

Максимально допустимая овальность при монтаже не должна превышать

Овальность, вызываемая изгибом, может быть определена как

1 о4

Ль - ¡4 • ?-к2 , (1.70)

где Ль - овальность, вызываемая изгибом; t - номинальная толщина стенки трубы;

К - кривизна трубы (включая эффекты вязкоупругости). Выражение (1.70) может быть преобразовано

А, = 6 • -Ч)2 , (171)

где кривизна трубы К заменяется выражением еъ = у к , где еь - деформация

трубы при изгибе.

Расчет устойчивости свободных пролетов трубопровода

Особенностью сооружения и эксплуатации морского трубопровода является его укладка на морское дно, характеризующееся неровностями [37, 62]. Это может привести к образованию свободных пролетов длиной до нескольких десятков метров. Избежать подобной ситуации невозможно, т.к. профилирование морского дна весьма затруднительно. Существование свободных пролетов приводит к возникновению дополнительных изгибных напряжений, что угрожает прочности морского трубопровода. Свободные пролеты при воздействии подводных течений испытывают знакопеременные гидродинамические нагрузки, которые могут привести к потере устойчивости трубопровода.

В зависимости от характера локальных неровностей приняты наиболее типичные причины возникновения свободных пролетов (рисунок 1.8).

а)

х*;-хк XV зиг

а - локальный выступ; б - уступ; в - впадина; г - холм Рисунок 1.8 - Наиболее типичные элементы рельефа морского дна, приводящие к возникновению свободных пролетов

Расчет свободных пролетов производится для условий статической и динамической нагрузки. В условиях знакопеременных нагрузок, вызванных срывом турбулентных вихрей, большое значение для расчета устойчивости свободных пролетов помимо таких факторов, как изгибная жесткость, продольное усилие, внутреннее и наружное давление, имеют граничные условия, в частности, упругие свойства грунта.

Допустимая протяженность свободных пролетов трубопроводов должна определяться следующими расчетами:

- расчет пролетов только для условий монтажа;

- статический расчет пролетов с использованием критериев допустимых эквивалентных напряжений;

- динамический расчет пролетов.

Предельно допустимая протяженность свободного пролета должна рассчитываться, исходя из допустимых статических механических напряжений. Несмотря на то, что трубопровод будет уложен в траншею с последующей обратной засыпкой грунтом, необходимо определить предельно допустимую протяженность свободных пролетов в условиях эксплуатации на протяжении его проектного срока службы: в случае (маловероятном) обнажения трубопровода из-за эрозии грунта; усталостного разрушения вибрацией, вызываемой вихрями.

При проектировании процесса укладки трубопровода и на протяжении периода его эксплуатации определяются гидрометеорологические условия с повторяемостью, соответственно, один раз в год и один раз в 100 лет.

Расчет свободных пролетов в условиях статического воздействия

Протяженность свободного пролета в условиях статического воздействия должна определяться для предотвращения превышения допустимых механических напряжений в трубе согласно [65].

Значение допустимой протяженности свободного пролета в условиях статического воздействия определяется, исходя из следующих критериев:

- величина допустимых эквивалентных механических напряжений должны быть меньше величины (1,0 -от) (для сочетания нагрузок, возникающих при сооружении и под действием гидрометеорологических условий);

- величина допустимых продольных механических напряжений должны быть меньше величины (0,9 - от) (для сочетания эксплуатационных нагрузок и нагрузок, возникающих под влиянием гидрометеорологических условий).

Определять допустимую протяженность свободного пролета при статическом воздействии следует для следующих условий: укладки (когда трубопровод не заполнен продуктом), гидроиспытаний (когда трубопровод заполнен водой) и эксплуатации (когда трубопровод заполнен продуктом).

Допустимые продольные механические напряжения рассчитываются на основе уравнения для эквивалентных напряжений (фон Мизеса) по (1.36), а кольцевые механические напряжения - по (1.7).

Продольные механические напряжения опр для закрепленных трубопроводов задаются следующим образом:

О = - (Р - рМ (, - 2у) - ЕаАТ+Т. ±МЕ, (172)

' А, А, 2-1 У '

где - площадь сечения потока; Ле - площадь сечения, охватываемого наружным диаметром; А, - площадь сечения стали; Тг - остаточные напряжения; а - коэффициент температурного расширения для стали трубы; АТ - разность

температур в условиях укладки трубопровода; I - момент инерции трубы;

W?+F2L2

M - изгибающий момент, М =-—--; Ws - погружной вес трубы;

Fh - горизонтальная гидродинамическая сила на единицу длины пролета; L - протяженность пролета.

Из уравнения для изгибающего момента M можно определить допустимую для статического нагружения протяженность свободного пролета L.

Для условий строительно-монтажных работ динамические расчеты могут не производиться, если эти работы непродолжительны и потенциал усталостного повреждения настолько мал, что им можно пренебречь.

Критерий усталости определяется следующим образом:

П Tie > Texp_, (1.73)

где п - допустимый коэффициент усталостного разрушения, равный 0,25 для коэффициента высокого запаса прочности; Tf - проектный запас срока службы по усталости; Texposure - срок службы по воздействию нагрузок.

Значения протяженности пролета в условиях динамического нагружения рассчитывают, чтобы избежать усталостного разрушения, которое обусловлено вибрацией, вызываемой вихрями, в процессе эксплуатации трубопровода. Критерии отбора, задаваемые в рекомендациях [291], позволяют рассчитывать предельно допустимую протяженность свободного пролета в условиях долговременных приливных течений. Для расчета значений протяженности свободных пролетов по фактору усталостного разрушения учитывались приливные течения, а течения, вызванные волнением, игнорировались.

Собственная частота колебаний для параллельно направленных движения и течения должна удовлетворять соотношению:

folL > uciooyear _ L ) _ YlL_ (1 74)

Yf onset D ( 250 •D) a' \ • )

где Yf - коэффициент безопасности собственной частоты; yIL - проверочный фактор для параллельно направленных движения и течения; a - текущее

отношение потока, равное maxl-Uc,io°year-; 0.6 J; UC,100year - текущее значение

скорости с повторяемостью один раз в 100 лет на уровне залегания трубопровода; Uw,1year - значение для волны с повторяемостью один раз в год, вызванной скоростью потока на уровне трубопровода, соответствующей характерной высоте волны с повторяемостью один раз в год; vRLonset - начальное значение приведенной скорости для параллельно направленных движения и течения.

Собственная частота колебаний f0CF, когда движение и течение перпендикулярны друг другу, должна удовлетворять соотношению:

foCF ^ Uc,iooyear+Uw,lyear /1 тсЛ

77 > —--Ycf , (L75)

'1 VR,onset u

где yCF - проверочный фактор для поперечно направленных движения и течения; VRT0nset - начальное значение приведенной скорости для поперечно направленных движения и течения.

Расчет усталостных деформаций, обусловленных прямым воздействием волн, не требуется, если соблюдается условие:

Uciooyear . 2

> 3 . (1.76)

^С100уеаг+^ш1уеаг 3

Собственная частота колебаний свободного пролета /а под действием осевых растягивающих напряжений и отклоняющей нагрузки, рассчитывается как:

f0, crVrn!SFj^(l + + Сз(£)2) , 0.77)

где С - С3 - постоянные величины, значения которых зависят от условий на

концах пролета; me - эффективная масса на единицу длины; Le - эффективная

протяженность пролета; Seff - эффективная сила в осевом направлении; 8 -

статическое провисание; CSF - коэффициент усиления жесткости бетона.

Резонанс вибрации, вызываемой вихревыми потоками, регулируется двумя параметрами: снижением скорости VR и устойчивостью Ks. Величина снижения

скорости ¥я определяет, будет ли возникать резонанс вибрации или нет, тогда как параметр устойчивости К5 определяет величину амплитуды резонанса вибрации.

Снижение скорости Ук представляет собой безразмерный параметр, характеризующий диапазон скоростей, в котором могут возникать резонансные колебания, и определяется следующим образом:

Ун = , (1.78)

/о

где ис - скорость течения нормально оси трубопровода; им; - скорость вызванного

показательной волной потока на уровне трубопровода.

Параметром устойчивости К задаются движения трубопровода. При этом параметр определяется следующим образом:

к, = , (1.79)

где - коэффициент затухания (суммарный); уш - удельный вес морской воды.

Оценка потенциальной возможности вертикального выпучивания В [51] отмечается только возможность перемещения нефтегазопровода в горизонтальном направлении, а для обеспечения его устойчивости предлагается крепление к сваям. Проверка устойчивости сводится лишь к определению массы пригруза в воде, обеспечивающей проектное положение нефтегазопровода при самых неблагоприятных сочетаниях нагрузок, стремящихся вывести его из проектного положения. В [46] вообще нет упоминания об этом явлении. В американских нормах [277] отмечается, что устойчивость морского трубопровода в течение всего срока службы (т.е. укладка в траншею, заглубление, балластировка матрацами или другие способы обеспечения устойчивости), обеспечивается проверкой соответствия веса трубопровода в воде требуемым критериям устойчивости.

В норвежских нормах [291, 292] указывается на то, что режим потери устойчивости, который затрагивает существенную длину трубопровода (обычно несколько труб), характеризуется небольшими деформациями поперечного

сечения. Примером этой потери устойчивости может служить выпучивание трубопровода. Общая потеря устойчивости подразумевает потерю устойчивости трубопровода как стержня в состоянии сжатия и может привести к перемещениям, направленным, в частности, вертикально (в виде выпучивания из траншеи или на откосе свободного пролета). При проектировании трубопровода необходимо производить расчеты по выпучиванию в вертикальной плоскости, включающие: углубленный анализ по полностью нелинейной программе с разложением в ряд Фурье с учетом нелинейного сопротивления грунта; упрощенный расчет осевого бокового трения грунта (для расчетов расширения и/или устойчивости) и сопротивления грунта, используемого для определения вертикального выпучивания. При проверке готовности к эксплуатации (контроль при вводе в эксплуатацию) после того, как будет достигнут установившийся режим работы, необходимо проверить соответствие предельных рабочих параметров требованиям проекта, в частности, выпучиванию в вертикальной плоскости. В случае выпучивания трубопровода в вертикальной плоскости, возникающего в результате пластических изгибных деформаций, эксплуатация трубопровода может быть продолжена до оценки необходимости ремонта, при условии, что рабочие параметры находятся в пределах, которые исключают отказы из-за накопления значительных пластических деформаций при малоцикловой усталости материала изогнутого участка.

В [279, 280] указывается на необходимость определения минимальных требований для предотвращения выпучивания в течение всего периода строительства трубопровода. Трубопровод должен быть спроектирован и уложен так, чтобы предотвратить выпучивание в период строительства. Отмечается, что распространение выпора по длине уложенного в траншею трубопровода происходит достаточно быстро из-за влияния внешнего гидростатического давления в местах перегиба или иной деформации профиля. В [276] рассмотрены процедуры по установке на трубопроводе технических средств для предотвращения выпучивания. Они применяются для гибких труб с рабочим давлением более 1,55 МПа.

В [299] приводится метод расчета для предотвращения пространственного выпучивания, когда высота перекрывающего слоя грунта от верхней образующей трубопровода определяется из условия, когда расчетная нагрузка и критическое подъемное сопротивление Жс удовлетворяют соотношению

^ <

УщУи

Причем Жа может определяться по уравнению:

^ =

1.16Ей -4.76,

Е1Ж„

Л1 У

ЛЖ

Е1

а Жс для несвязного песка и скальной породы - по:

Ж = ЕВ к

[ Е ^

1+Iе

В у

(1.80)

(1.81)

(1.82)

для связной глины и илистого покрытия - по:

Жп = СО,тт\ 3,Е

(1.83)

где Ж3 - погружной вес 1 м трубопровода;Л1 - высота неровности дна траншеи; I - момент инерции; ут - частный коэффициент надежности, учитывающий нагрузки, вызванные продольным изгибом и усталостью; уи - частный коэффициент надежности, который определяется для последствий отказа, вызванных утечкой транспортируемой жидкости и деятельностью человека; Е - высота перекрывающего слоя грунта от верхней образующей трубопровода;

- внешний диаметр трубы (включая покрытия); к - удельный погружной вес грунта засыпки; С - сдвиговая прочность; /- коэффициент реакции выпирания грунта, принимаемый равным 0,5 для плотного материала и 0,1 для сыпучего материала; ^ - осевая сила сжатия, которая может определяться из соотношения:

^ = А

г В Л

ЕаЛТ -илЛР—-2г

V

(1.84)

у

где Ast - площадь поперечного сечения стальной части трубопровода; ЛТ - разность температур; a - коэффициент линейного температурного расширения; ЛР - разность давлений.

Длина L0, связанная с Л1 (рисунок 1.9), определяется следующим образом:

L0 * 5.8

EI л

—Л w 1

s У

(1.85)

При расчетах Л] может приниматься, как минимум, равным 0,3 м.

Морское рио

Я

шштшшшш,;

Тру бо провор

Д1

траншеи

Рисунок 1.9 - Определение высоты перекрывающего слоя грунта

Для предельных расчетных условий рекомендуется проведение полного численного анализа с учетом нелинейного поведения грунтов и материала трубы в напряженно-деформированном состоянии.

Расчет трубопровода для защиты его от ледового пропахивания

В районах, подверженных ледовому пропахиванию морского дна, морские трубопроводы заглубляются в целях предотвращения их повреждения, ведущего к потере целостности. Районы, подверженные ледовому пропахиванию морского дна, определяются, исходя из следующих критериев:

- полевых данных по глубине, местоположению и закономерностям дрейфа ледовых образований, пропахивающих морское дно;

- местной батиметрии;

- местоположения ледовых образований, севших на мель;

- полевых данных по местоположению существующих экзарационных борозд.

1

4

При проектировании защиты морского трубопровода методом его заглубления в грунт величину требуемой глубины его заложения в траншею рекомендуется определять в соответствии с [219]. Для нахождения оптимальной величины заглубления подводного трубопровода в донный грунт Из следует определять:

- математическое ожидание числа пересечений внедрившихся в грунт дрейфующих торосов по трассе подводного трубопровода т за период времени т (обычно за год);

- параметр распределения глубин внедрений торосов в грунт к;

- функцию плотности распределения глубин внедрения дрейфующих торосов в грунтр (И, к).

Вероятность отсутствия контакта трубопровода Рп в прибрежной зоне с торосом за период времени т, которому соответствует т, вычисляют по формуле

Р

'1з

| р(И И)йИ

(1.86)

Значение вероятности Рп в прибрежной зоне за один год рекомендуется принимать не ниже 0,999 [15]. Функцию плотности распределения глубин внедрения дрейфующих торосов в грунт р (И, к) вычисляют по формуле

р(к, к) = к •е-*шП . (1.87)

Значение параметра распределения к вычисляют по формуле:

к = 2,486 • (0,1 • Нуч)-0'92179 • еЫошо&Нуч • а-061 , (1.88)

где а - угол наклона дна участка трассы трубопровода; Нуч - глубина моря участка трассы трубопровода.

Значение математического ожидания числа пересечений внедрившихся в грунт дрейфующих торосов по трассе подводного трубопровода т вычисляют по формуле

т = 0,177 • Ьуч •п^ 1т, (1.89)

т

где £уч - длина участка трассы трубопровода; 1т - длина экзарационной борозды; п - плотность внедрившихся в дно торосов на единицу площади.

Значение оптимальной величины заглубления трубопровода в донный грунт Из в прибрежной зоне на трассе (участке трассы) вычисляют по формуле

1.2.6 Расчет трубопроводов на ударные нагрузки

Ударные нагрузки на трубопровод при аварийных ситуациях (падающие предметы, аварии судов и др.)

Из-за отсутствия достаточной базы данных по инцидентам, авариям на отнечественных морских трубопроводах причины возникновения аварий определялись по результатам статистического анализа аварийности морских трубопроводов в Северном море согласно базе данных PARLOC 2001 по состоянию на 01.01.01 [318]. Анализируемая база данных включает 1567 трубопроводов общей протяженностью 24837 км, т.е. база данных [318] достаточно репрезентативна. Средняя протяженность трубопроводов составляет 15,85 км, средний срок их эксплуатации - 12,7 лет. Трубопроводы в Северном море обычно прокладываются с малым заглублением в грунт (порядка 0,5 - 1,0 м) или без него. Для защиты трубопроводов и других подводных сооружений морских нефтегазовых промыслов от внешнего воздействия определяются запретные зоны, где запрещается ловить рыбу тралами, донными и кошельковыми неводами и другими средствами, которые могут нанести ущерб вышеупомянутым объектам. Для акватории Северного моря характерны высокая плотность трубопроводов и интенсивное морское судоходство. Параметры анализизируемых морских трубопроводов, использованных в анализе, приведены в таблицах 1.7 -1.11. Количество аварийных ситуаций по категориям трубопроводов и их причины приведены в таблице 1.12.

(1.90)

Таблица 1.7 - Количество трубопроводов, включенных в базу данных

Тип трубопроводов Содержимое трубопроводов Общее

Диаметр, дюйм нефть газ другое

Гибкие трубопроводы 181 105 212 498

Стальные трубопроводы 319 451 299 1069

От 0 до 9 161 142 249 552

От 10 до 16 79 145 42 266

От 18 до 24 37 84 5 126

От 26 до 40 25 57 2 84

Неизвестные 17 23 1 41

Итого 500 556 511 1567

Таблица 1.8 - Период эксплуатации трубопроводов, включенных в базу данных, км/год

Тип трубопроводов Содержимое трубопроводов Общее количество

Диаметр, дюйм нефть газ другое

Гибкие трубопроводы 2576 1959 3620 8155

Стальные трубопроводы 79380 188194 39672 307246

От 0 до 9 10364 8907 33702 52973

От 10 до 16 16566 27861 3109 47536

От 18 до 24 20292 37989 562 58843

От 26 до 40 31862 113412 2297 147571

Неизвестные 296 24 2 322

Итого 81956 190153 43292 315401

Таблица 1.9 - Длина трубопроводов, включенных в базу данных к концу 2000 г., км

Тип трубопроводов Содержимое трубопроводов Общее количество

Диаметр, дюйм нефть газ другое

Гибкие трубопроводы 365 600 1024 1989

Стальные трубопроводы 5388 13866 3594 22848

От 0 до 9 925 1085 3024 5034

От 10 до 16 1217 2274 398 3889

От 18 до 24 1419 2880 53 4352

От 26 до 40 1725 6598 118 8441

Неизвестные 102 1029 0 1131

Итого 5753 14466 4618 24837

Таблица 1.10 - Количество райзеров, бывших в эксплуатации к концу 2000 г., райзер/год

Тип трубопроводов Содержимое трубопроводов Общее количество

Диаметр, дюйм нефть газ другое

Гибкие трубопроводы 275 229 548 1052

Стальные трубопроводы 4449 8432 3924 16776

От 0 до 9 1244 1240 3506 5990

От 10 до 16 1530 3243 385 5158

От 18 до 24 780 2497 27 3304

Тип трубопроводов Содержимое трубопроводов Общее количество

Диаметр, дюйм нефть газ другое

От 26 до 40 878 1441 5 2324

Неизвестные 17 11 1 29

Итого 4724 8661 4472 17857

Таблица 1.11 - Сводные сведения по количеству, протяженности и диаметрам трубопроводов, включенных в базу данных

Диаметр, дюйм Количество трубопроводов Общая длина, км Сроки эксплуатации, кмтод Количество райзеров Сроки эксплуатации, райзер/год

От 0 до 2 51 419 3757 63 665

От 2 до 4 174 2166 23468 193 2261

От 4 до 6 109 612 7078 72 842

От 6 до 9 224 1856 18670 207 2223

От 9 до 12 135 1395 13756 177 2209

От 12 до 16 149 2820 33955 219 2946

От 16 до 20 74 2145 30098 118 2064

От 20 до 24 56 2120 27713 90 1768

От 24 до 30 45 3447 52699 56 1100

От 30 до 40 42 5849 95996 53 1006

Неизвестный 10 18 53 8 25

Итого 1069 22847 307243 1256 17109

Таблица 1.12 - Количество аварийных ситуаций по категориям трубопроводов и причинам аварий

Категории трубопроводов / причины аварий Количество аварийных ситуаций

Всего 542

На эксплуатируемых трубопроводах 396

На линейной части 248

Нарушение герметичности 96

Воздействие якорей, иное ударное воздействие 22

Коррозия или дефекты материалов 49

Иные причины 25

Сохранение герметичности 152

На трубопроводной арматуре 148

Нарушение герметичности 92

Сохранение герметичности 56

В период строительства, гидроиспытаний и др. 146

Согласно [318] из общего количества зафиксированных 209 аварийных ситуаций 44 были связаны с постановкой судов на якорь. Две из 44-х произошли на гибких трубопроводах, две - на трубопроводной арматуре стальных трубопроводов и 40 ситуаций - на стальных трубопроводах. Из числа аварийных ситуаций:

- 18 не потребовали ремонта;

- 11 привели к нарушению герметичности трубопровода и возникла необходимость в ремонтных работах; в 5 из этих случаев трубопровод был

смещен якорем, в 6 были отмечены повреждения поверхности труб: на трубопроводах образовались вмятины, но ремонт потребовался только в одном случае;

- в 4 аварийных ситуациях было повреждено только бетонное покрытие трубопровода;

- в 6 случаях видимые повреждения не были обнаружены.

Аварийные ситуации, связанные с гибкими трубопроводами, в одном случае

привели к его порыву и образованию утечки, в другом случае - к незначительному внешнему повреждению, не требующему ремонта. Аварийные ситуации на трубопроводной арматуре, связанные с постановкой судов на якорь, привели к повреждению запорно-регулировочной арматуры, что в обоих случаях вызвало утечки.

Одиннадцать аварийных ситуаций на трубопроводах (включая арматуру и гибкие трубопроводы) были созданы строительно-монтажными судами. Восемь аварий произошло в пределах зоны безопасности платформы, пять из которых были отмечены в пределах 100 м от платформы. Остальные три аварийные ситуации произошли на более далеком от платформы участке трубопровода. Ни одна из этих аварийных ситуаций не привела к появлению утечек трубопровода, и только в одном случае потребовался ремонт поврежденного участка.

Одна аварийная ситуация, не приведшая к утечке, была отмечена на участке гибкого трубопровода. Все 18 аварийных ситуаций, связанных с постановкой судов на якорь, были созданы вспомогательными судами: 11 случаев зафиксировано в зоне безопасности платформ, 6 - на промежуточных участках трубопровода и 1 - в береговой зоне. Точное местоположение аварий было определено в 7 случаях. Одна аварийная ситуация произошла в пределах 100 м от платформы, 6 других произошли на более далеком расстоянии от платформы. Из 11 аварийных ситуаций в зоне безопасности платформ 6 привели к нарушению герметичности.

На тех трубопроводах, где не было нарушений герметичности, в одном случае возникли вмятины, в другом было повреждено покрытие, но ремонт не

потребовался в обоих случаях. Все аварийные ситуации со вспомогательными судами произошли на стальных трубопроводах.

Наибольшее число аварийных ситуаций - 56 из 209 зарегистрированных случаев - составляют повреждения трубопроводов от ударов. Из этого количества 9 привели к нарушению герметичности, в 24 случаях потребовались некоторые ремонтные работы, в 32 случаях ремонт не потребовался. Повреждения трубопроводов от ударов, которые не привели к утечкам, в 13 случаях вызвали образование вмятин, в 14 случаях - образование борозд или повреждение покрытия трубопровода, в 3 случаях - образование трещин, в 4 случаях - местное смятие и в остальных 9 - смещение трубопровода. В 16 аварийных ситуациях повреждения не были обнаружены. Общее число видов повреждений превышает число аварийных ситуаций, поскольку некоторые аварийные ситуации приводят к более, чем одному виду повреждений.

Из 9 аварийных ситуаций на гибких трубопроводах в 6 случаях трубопроводы были повреждены траловыми досками, 3 из которых привели к нарушению герметичности, одна аварийная ситуация возникла при падении предмета на трубопровод и привела к утечке. Одна аварийная ситуация произошла при пересечении гибкого трубопровода траншеекопателем, однако в этом случае не было нарушения герметичности. В одной аварийной ситуации причина не была определена.

На трубопроводной арматуре было зафиксировано 6 аварий, связанных с ударами. Четыре из них были вызваны ударами траловых досок. Причина двух других аварийных ситуаций неизвестна. Только одна из аварийных ситуаций, связанных с ударами траловыми досками, привела к нарушению герметичности, тогда как в двух аварийных ситуациях потребовалась замена деталей. Одна аварийная ситуация, связанная с ударом цепи маркерного буя устья скважины, привела к последующей утечке. Один удар произошел от упавшей якорной цепи на подводное устье скважины.

Восемь аварийных ситуаций связаны с ударами судов о райзеры. Ни одна из них не вызвала нарушение герметичности, однако 6 аварийных ситуаций привели

к образованию вмятин, в 5 случаях потребовалось выполнение ремонтных работ или установка дополнительной защиты; 5 из этих ударов были совершены вспомогательными судами. В одной аварийной ситуации судно село на мель над трубопроводом.

Было зафиксировано 37 аварийных ситуаций, вызванных траловыми досками. Из них 27 аварийных ситуаций возникли на стальных трубопроводах, 4 -на трубопроводной арматуре, а остальные 6 - на гибких трубопроводах. Из 27 аварийных ситуаций, связанных со стальными трубопроводами, 1 случай произошел в зоне безопасности платформы, 23 - на промежуточных участках трассы трубопровода и 3 - на устье подводной скважины. В трех аварийных ситуациях на гибких трубопроводах произошло нарушение герметичности: 1 - на промежуточном участке трубопровода; 2 - на устье подводной скважины. Четыре аварийных ситуации на трубопроводной арматуре произошли на промежуточных участках трубопровода и одна - на устье подводной скважины.

Причины 20 аварийных ситуаций, связанных с ударами, не были определены; 16 из них произошли на стальных трубопроводах, 1 - на гибком трубопроводе и 2 - на трубопроводной арматуре; 4 аварийные ситуации произошли в зоне безопасности платформы, 2 - на райзерах, 1 - на берегу, 12 - на промежуточных участках трубопроводов (1 на тройнике). Утечка произошла на нефтепроводе диаметром 24". Из 15 стальных трубопроводов, в которых не было утечек, в 5 трубопроводах не были обнаружены повреждения, на одном трубопроводе образовались борозды, 3 трубопровода имели повреждения покрытия, на 7 трубопроводах образовались вмятины или овальность; однако ремонт был необходим только для двух трубопроводов. Диапазон диаметров поврежденных трубопроводов составлял от 2 до 24".

Деятельность строительных судов была причиной двух аварийных ситуаций. Одна из них вызвала разрыв метанолопровода, значительная часть которого была повреждена. В другой аварийной ситуации был погнут райзер. Трижды были зафиксированы незначительные вмятины от упавших предметов, один из которых вызвал небольшую утечку на гибком трубопроводе.

Одна аварийная ситуация произошла при пересечении трассы гибкого трубопровода траншеекопателем, что, однако, не привело к потере герметичности. Три аварийные ситуации были вызваны ударами цепей, две из них произошли на стальных трубопроводах, но не привели к потере герметичности: на одном образовались борозды, другой не был поврежден. Одна аварийная ситуация произошла на устьевой арматуре подводной скважины и вызвала утечку. В другой аварийной ситуации экскаватор повредил покрытие трубопровода на берегу.

Показатель аварийных ситуаций на морских трубопроводах, связанных с ударами траловых досок, достаточно высок и составляет 15,8 % от общего количества аварий (Хтр = 1,0 • 10-4 событий на кмтод), однако показатель аварийных ситуаций, связанных с нарушением герметичности, существенно выше - 28,62 % от общего количества аварий, связанной с утечками (Хтут = 2,5 • 10-5 событий на кмтод).

Из общего показателя аварийных ситуаций 20,09 % связываются с постановкой судов на якорь (Хяк = 1,3 • 10-4 событий на кмтод). При этом показатель аварий, связанных с потерей герметичности, составляет 30 % от общего количества аварий, связанной с утечками (Хякут = 2,9 • 10-5 событий на кмтод).

В базе данных зафиксирован только один случай посадки судна на мель по трассе незаглубленного трубопровода, который привел к образованию вмятины на трубе [318]. Эта авария произошла в Северном море и считается чрезвычайно редкой ситуацией, повторение которой маловероятно из-за малой статистической значимости ситуации и последствий, связанных с посадкой судов на мель по трассе заглубленных трубопроводов.

Ударные нагрузки от воздействия досок рыбопромысловых тралов

Исследования взаимодействия распорных досок тралов с грунтом и определение их воздействия на открытый и заглубленный участки трубопровода играют важную роль в предотвращении аварийных ситуаций при эксплуатации морских подводных трубопроводов.

При наиболее распространенном в рыбопромысловой практике донном способе траления распорные траловые доски, создающие растягивающее поперечное усилие в нижней части трала, движутся по грунту с некоторым заглублением. При этом глубина погружения траловой доски в грунт зависит от ее геометрических размеров, от суммы вертикальных составляющих усилий, действующих на доску, угла ее установки и от физико-механических свойств грунта.

Экспериментальными исследованиями установлено, что траловые доски работают с углами крена, близкими к нулю, и все указания по настройке досок (выбору координат точки закрепления ваера) исходят из этого условия.

Полученное при расчетах по методике [292] значение максимально возможного заглубления при всех принятых допущениях, идущих в запас расчета, свидетельствует о том, что траловые доски рыболовных судов не могут быть источником повреждения заглубленных морских трубопроводов.

В процессе эксплуатации некоторые участки трубопровода могут оголиться, и траловые доски могут воздействовать на внешнее покрытие трубопровода при ударах и протаскивании трала по трубе, а также при зацеплении трала за трубопровод.

Анализ показывает, что с позиций энергетического баланса протаскивание трала по трубе можно рассматривать как частный случай удара. Статистика аварийности трубопроводов в Северном море не отмечает случаи зацепления тралов за трубопровод, следовательно, консервативный расчет прямого падения траловой доски на покрытие трубопровода определит его максимальное потенциальное воздействие на незаглубленный трубопровод.

Определение глубины погружения в грунт судовых якорей

Согласно исследованиям, проведенным регистром Ллойда, определенное количество аварий судов на якорной стоянке связано с тем, что якорь «ползет» на грунте, т.е. удерживающая сила якорей в определенных условиях является недостаточной. Случаи, когда якоря не удерживают судно, имеют место при

очень сильных штормовых ветрах на судоходных участках или в навигационных коридорах. Как правило, это суда, находящиеся в балласте, т.е. при малой осадке, а также когда морское дно сложено слабосвязанными песчаниками.

Вышеизложенное свидетельствует о том, что существует вероятность дрейфа судов на якорной стоянке и их появления на трассе морских трубопроводов в экстремальных штормовых условиях.

Анализ якорных систем показывает, что основными целями необходимых исследований являются:

- изучение поведения якорей при перемещении их по грунту от начального положения до момента остановки, соответствующего развитию максимальной держащей силы;

- определение величины максимальной держащей силы;

- определение критериев устойчивости, соответствующих условию получения максимальной держащей силы.

Анализ поведения якорей на морском дне показывает, что, во-первых, якоря не заглубляются в грунт морского дна более, чем на длину лап, и, во-вторых, при внешней силе, превышающей максимальную держащую силу, развиваемую якорем в песчаном грунте, якорь теряет поперечную устойчивость и, поворачиваясь относительно продольной оси, выходит из грунта, проходит некоторое расстояние по его поверхности, а затем снова заглубляется. Этот цикл повторяется до тех пор, пока внешняя сила не станет меньше держащей силы якоря.

Величина заглубления концов лап якоря от поверхности грунта может быть определена по формуле:

hA = h • Sin «max, (1.91)

где h - линейный размер лап согласно [64]; «max- максимальный угол раскрытия лап, принятый с учетом технологического допуска.

Числовые значения величины заглубления концов лап якорей различных типоразмеров приведены в таблице 1.13.

Таблица 1.13 - Величины заглубления якорей в донный грунт

Масса якоря, кг Размер лап к, мм Заглубление концов лап кА, мм

300 595 442

400 650 483

500 700 520

700 785 583

1750 1070 795

2000 1120 832

2500 1200 891

3000 1275 947

5000 1510 1121

6000 1610 1196

8000 1770 1315

1.2.7 Оценка сейсмостойкости трубопровода

В ходе проектирования морского трубопровода необходимо учитывать сейсмические воздействия, способные нарушить их целостность [248].

Проектирование трубопроводов должно выполняться на основе двухуровневого подхода с целью выполнения следующих требований: